Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Стратегии инновационного и производственного развития нефтегазохимического комплекса России. Учебное пособие
.pdf
161
В России реализуется более 70% всего добываемого газа. В 2009
году на внутреннем рынке было использовано 429,3 млрд м3, на 6,6%
меньше, чем в 2008 году
Важным событием 2009 года явилось открытие рынка АТР, куда
впервые начал поступать российский газ. С февраля 2009 года, когда в
рамках проекта «Сахалин-2» вступил в эксплуатацию первый в России
завод СПГ, на экспорт было отгружено 7,2 млрд м3. В 2010 году завод
должен выйти на проектную мощность 9,6 млн тонн СПГ в год.
За счет постепенного роста внутренних цен на газ в последние
годы, в том числе на 15,7% с начала 2009 года, цена газа на
российском рынке в 2009 году составила 1774,7 руб./тыс. м3
Поступление центральноазиатского газа в Россию для последующей транспортировки в Европу сократилось до 35 млрд м3, на
42% относительно 2008 года. Из-за ценовых разногласий с руководством Туркменистана «Газпром» с апреля приостановил закупки
туркменского газа. После подписания изменений и дополнений к
долгосрочному контракту в конце декабря поставки возобновились в
новом объеме, в пределах 30 млрд м3 в год, и исходя из новой
формулы цены, соответствующей условиям на ев ропейском газовом
рынке. По сообщениям, в 2010 году Туркменистан намерен поставить
в Россию 10-11 млрд м3.
По данным «Газпрома», 9 из 21 страны Европы, которым концерн
поставляет газ, снизили объемы закупок в 2009 году более чем на 15%
В рамках реализации стратегии диверсификации поставок
российского природного газа ОАО «Газпром» в течение года провел
большую организационную работу по проектам газопроводов
«Северный поток» и «Южный поток».
Официально фиксируемый Федеральной таможенной службой РФ
импорт газа в Россию в 2009 году составил 8,2 млрд м3. По-видимому,
это газ казахстанского месторождения Карачаганак, который
поставляется на Оренбургский ГПЗ. С начала 2010 года «Газпром»
впервые стал закупать природный газ Азербайджана.
В 2009 году была утверждена новая Энергетическая стратегия,
которая обозначила целевые ориентиры развития энергетики России
на период до 2030 года. Выдвигаемые в документе гипотезы
предусматривают, что за рассматриваемый период произойдет
снижение зависимости российской экономики от энергетического
сектора за счет опережающего развития инновационных
162
малоэнергоемких секторов экономики и реализации технологического
потенциала энергосбережения.
Это выразится в сокращении к 2030 году (по сравнению с уровнем
2005 года) доли топливно-энергетического комплекса в валовом
внутреннем продукте и доли топливно-энергетических ресурсов в
экспорте не менее чем в 1,7 раза; доли экспорта топливно-энергетических ресурсов в валовом внутреннем продукте более чем в 3 раза; доли
капиталовложений в топливно-энергетический комплекс в процентах к
валовому внутреннему продукту не менее чем в 1,4 раза, их доли в
общем объеме капиталовложений более чем в 2 раза; удельной
энергоемкости валового внутреннего продукта - более чем в 2 раза;
удельной электроемкости валового внутреннего продукта - не менее
чем в 1,6 раза.
В структурном плане Стратегия рассматривает три этапа ближайший, который заканчивается к 2015 году, среднесрочный - до
2022 года, и долгосрочный - до 2030 года.
В газовой отрасли предполагается наращивание запасов от 4,1 трлн
в первом периоде до 6 трлн м3 в последнем, с последовательным
увеличением доли приростов в шельфовой зоне.
Добыча газа к 2015 году может составить 685-745 млрд м3 в год и
подняться к 2030 году максимально до 940 млрд м3 в год. Основным
районом добычи, по-прежнему, будет Надым-Тазовская зона с резким
увеличением объемов на Ямале к 2030 году.
Внутреннее потребление газа в течение всего периода останется на
уровне 67-68% от добычи, т.е. будет возрастать в том же темпе, что и
добываемый газ. Экспорт вырастет от 270-294 млрд м3 к 2015 году до
максимального уровня в 368 млрд м3 в последний период.
Потребности в капитальных вложениях для развития газовой
промышленности до 2030 года оцениваются в $565-590 млрд, большая
часть которых приходится на последний период.
5.5 Возможности увеличения уровня добычи нефти в России
Потенциал России остается достаточно высоким и все еще
позволяет удержать, о наращивании речи не идет, достигнутые на
сегодня уровни добычи жидких УВ (углеводородов), по крайней мере,
до 2020 года. Но даже такой сценарий, подразумевающий мировые
цены выше $70 за баррель, серьезное наращивание объемов ГРР
163
(геологоразведочных работ), кратное увеличение инвестиций в добычу
и переработку, в транспортную и социальную инфраструктуру,
гибкую налоговую систему, как и ряд других необходимых и
комплексных мер, является архисложной задачей.
Сохранение уровней добычи может потребовать изменения
структуры комплекса, его демонополизации, а также изменения
структуры капитала компаний.
Россия является крупнейшей сырьевой державой в мире. И следует
заметить, что сырьевая направленность экономики, если разумно ее
использовать, пошла многим странам (Норвегии, в частности) на
пользу. В России все сложнее: экономика страны была посажена на
«нефтяную иглу» в начале 70-х годов прошлого столетия с началом
освоения УВ Западной Сибири.
До 1992 года, как отмечено в Рекомендациях парламентских
слушаний «О стратегии развития геологической отрасли на период до
2030 г.» (19.11.09), «достижения отечественной геологии по
масштабам, новаторству, научной новизне стояли в одном ряду с
достижениями космической, атомной и оборонной промышленности.
Минерально-сырьевая база, созданная в годы Советской власти,
обеспечила России возможность выстоять в кризисные 90-е годы и
высокими темпами развиваться в 2000-е годы».
Но как показали два последних года, относительному экономическому благополучию в 2000-е годы страна была обязана, прежде
всего, благоприятной конъюнктуре цен на мировом рынке сырья.
Случился финансовый кризис, и проблемы нефтегазового комплекса
России стали вполне зримыми, хотя возникли они много раньше
экономического кризиса.
После распада СССР демократические реформы перестройки резко
изменили судьбу НГК России: в результате ваучерной приватизации и
залоговых аукционов практически все активы НГК за бесценок были
переданы возникшим ВИНК (вертикально-интегрированным
нефтянным компаниям) и многочисленным частным компаниям (в т.ч.
со смешанным и иностранным капиталом).
В новых нефтяных компаниях сформировалась частнособственническая структура капитала, причем подавляющая часть активов
принадлежит ограниченному числу владельцев. В этом принципиальная разница российских ВИНК и ведущих западных компаний.
Пока в российских компаниях заметно растет лишь доля иностранного капитала: по данным вице-премьера И.Сечина (интервью на
164
149-й сессии конференции министров нефти стран-членов ОПЕК в
Вене), в настоящее время «в капитале российских нефтегазовых
компаний доля иностранного участия достигает 25%».
Проблемы
Сегодня на распределенный фонд недр приходится почти 93%
текущих промышленных запасов нефти и практически все разрабатываемые месторождения. Отсюда следует, что в настоящее время
уровни добычи УВ, объемы инвестиций в разработку и геологоразведку практически целиком определяются вертикально интегрированными компаниями, которые в своем большинстве заняты
ускоренным получением сверхприбылей.
Для этого форсируется отработка месторождений, введенных в
разработку еще в годы Советской власти. Большие депрессии на пласт
(свыше 5 МПа), высокие темпы закачки и отбора флюидов приводят к
нарушению сбалансированного режима коллекторов,
расформированию залежей, росту обводненности продукции, снижению продуктивности скважин. В результате - растет энергоемкость и
себестоимость добычи.
Утрата контроля
В последние годы из лицензионных соглашений (одного из
основных документов, регламентирующих недропользование)
незаметно исчезли основные требования государства к
недропользованию:
- соблюдение проектных уровней добычи УВ сырья и объемов
эксплуатационного бурения;
- соблюдение действующих Государственных стандартов при
осуществлении замеров добытого углеводородного сырья;
В отрасли практически полностью утрачен контроль за:
- направлениями и объемами поисковых работ на нефть и газ;
- объемами разведочных работ (в Государственных балансах
запасов перестали публиковаться объемы поисково-разведочного
бурения на нефть и газ по регионам страны), приростом запасов (с
четкой дифференциацией приростов за счет геологоразведки,
пересчетов, роста КИН), списанием запасов;
- оперативными изменениями и качеством Государственного
баланса запасов;
- состоянием сырьевой базы нефтедобычи;
- качеством проектных документов по разработке месторождений
(в ХМАО из 248 документов, определяющих разработку
165
месторождений округа, лишь 73 представлены проектами разработки
и технологическими схемами, 94 - документы, составленные по
«анализам разработки», 37 - технологические схемы опытнопромышленной эксплуатации, столько же - проекты пробной
эксплуатации, 7 месторождений вообще разрабатываются по
просроченным документам ( из которых 5 - технологические схемы
ОПР и 2 проекта пробной эксплуатации).
К сожалению, контроль за процессами разработки и выработкой
запасов на промыслах округа находится на крайне низком уровне из-за
неудовлетворительного информационного обеспечения:
рекомендуемый РД объем исследований по контролю за процессами
разработки выполняется лишь на 15-20% и ориентирован на
исследования, не связанные с остановкой скважин. В связи с этим, как
бы ни были совершенны программные комплексы, результаты
моделирования трехмерных геолого-гидродинамических моделей на
некачественной информационной базе оставляют желать лучшего.
Мало того, наметилась тенденция вместо выработки оптимальных
решений по рациональному управлению разработкой подгонять новые
технологические схемы под сложившуюся на месторождении
ситуацию (фактическая плотность сеток эксплуатационных скважин
на разрабатываемых месторождениях подчас в 2,5-3 раза ниже
проектной), тем самым оправдывая выборочную отработку запасов и
их сверхнормативные отборы):
- выполнением лицензионных соглашений (ГРР, запасы, проекты,
рациональность разработки, обустройство, экология);
- частичным соблюдением действующих стандартов, регламентов,
норм и правил;
- экономическими результатами деятельности НК (издержки,
прибыль, рентабельность).
Все это оборачивается потерями нефти в пласте (снижением КИН).
По остаточному принципу, в первую очередь, из-за больших рисков
возможных потерь, финансируется геологоразведка (в кризисном 2009
году объемы поисково-разведочного бурения, явно недостаточные
ранее, сократились в среднем еще на 45%).
Правительство России может управлять нефтяными компаниями
лишь через законодательную базу (в том числе лицензирование),
налоги, путем создания технических, технологических регламентов и
нормативов.
166
Однако анализ существующего законодательства по недропользованию заставляет усомниться в государственной
заинтересованности в рачительном использовании нефтегазового комплекса и природных ресурсов страны, в том числе на перспективу:
уход государства из собственности НГК не был компенсирован
усилением внимания к эффективному использованию переданных
активов, и разрыв между необходимостью изменений в регулировании
НГК и принимаемыми властями решениями лишь нарастает.
В настоящее время уровни добычи УВ, объемы инвестиций в
разработку и геологоразведку практически целиком определяются
ВИНК, которые в своем большинстве заняты ускоренным получением
сверхприбылей. Достаточно вспомнить введение плоской шкалы
единого налога на добычу (вместо отмененных отчислений на ВМСБ и
роялти), хотя давно известно, что игнорирование
дифференцированных рентных платежей в условиях рыночных
отношений недопустимо. В недропользовании это не стимулирует
повышение нефтеотдачи на действующих месторождениях, ввод в
разработку новых мелких месторождений и месторождений с
трудноизвлекаемыми запасами.
Уход государства из собственности НГК не был компенсирован
усилением внимания к эффективному использованию переданных
активов, и разрыв между необходимостью изменений в регулировании
НГК и принимаемыми властями решениями лишь нарастает.
За годы перестройки из-за резкого снижения финансирования
сократились объемы ГРР и эксплуатационного бурения,
ликвидированы многие геологоразведочные и сервисные предприятия,
практически разрушена геологическая наука. В результате идет
хищническая отработка ранее разведанных запасов, уменьшается
число малых компаний и их отдача в УВ бизнесе. Справедливости
ради следует отметить, что в последние годы некоторые шаги по
дифференциации НДПИ, экспортной пошлины правительством
сделаны. Но до сих пор не создан банк качества нефти, который позволил бы разумно дифференцировать НДПИ и экспортную пошлину,
установить справедливые взаиморасчеты между поставщиками нефтей
разного качества в единые трубопроводные системы страны.
За годы перестройки из-за резкого снижения финансирования
сократились объемы ГРР (особенно после отмены отчислений на
ВМСБ) и эксплуатационного бурения. В результате были
167
ликвидированы многие геологоразведочные предприятия (экспедиции
и их базы), закрыты многие заводы и институты по разработке и
выпуску геолого-геофизического и горно-промыслового оборудования, утрачены профессиональные кадры.
За рассматриваемый период практически разрушена геологическая
наука, без которой не может быть грамотной стратегии развития
недропользования и геологоразведочных работ, тем более что исчезло
бесплатное старое и не сформировано новое доступное для науки и
недропользователей единое информационное пространство,
консолидирующее информационные потоки различной ведомственной
принадлежности.
Из сказанного выше становится очевидным, что в России так и не
удалось сформулировать и реализовать эффективный механизм
воспроизводства активов НГК. И это не только проблема
воспроизводства МСБ УВ, но и реализация наиболее рациональных
решений в разработке, своевременный ввод в оборот новых залежей и
месторождений, формирование структуры основных активов,
отвечающих современным научно-техническим достижениям при
поиске, разведке и освоении месторождений.
Нередко утверждают, что для этого у наших компаний не было
достаточных средств: государство забирало в виде налогов и отчислений львиную долю их доходов. Так ли это?
Основные источники формирования денежных активов компаний это ежегодные многомиллиардные собственные доходы (амортизация
+ прибыль), это переуступка активов собственных компаний
иностранным партнерам (до 25%), наконец, это огромные внешние и
внутренние заимствования (кредиты).
В то же время инвестиции компаний в НГК России (в т.ч. в разведку) за 2002-2006 годы составили лишь $37 млрд , в 2007 году они
превысили 400 млрд рублей, в 2008-м - достигли 480 млрд. Таким
образом, за семь лет инвестиции в развитие отечественного НГК
оказались лишь немного выше $70 млрд, что ниже существующего
сегодня долга по взятым кредитам только «Роснефти» и «Газпрома».
Начиная с 2009 года инвестиционные планы компаний корректируются в связи с финансовым кризисом в сторону сокращения,
прежде всего за счет ГРР. Таким образом, энергетическая стратегия по
объемам инвестиций в НГК не выполняется. Превышение доходов
компаний над их инвестициями в развитие отечественной отрасли
очевидно. Где же разница?
168
Факты говорят о том, что разница в лучшем случае уходит на
закупку готовых активов, в т.ч. непрофильных, в России и за рубежом,
в худшем - в оффшоры. Но даже приобретение готовых активов в
России с точки зрения развития отечественного НГК - это убытки, за
которые будет расплачиваться население страны.
Однако такой менеджмент способствовал быстрому росту капитализации компаний, росту дивидендов ограниченного круга акционеров, позволял рассчитывать на получение новых кредитов.
Хроническое недофинансирование разработки и геологоразведки
обернулось истощением МСБ УВ и разрабатываемых со времен СССР
месторождений, что предопределило падение добычи нефти, которое
фактически началось в первой половине 2008 года при высоких ценах
на нефть.
Мировой финансовый кризис опустил занавес на выдачу новых
кредитов нашим банкам и ВИНК. Механизм возврата долгов за счет
взятия новых кредитов перестал работать. А долги российских
компаний, в т.ч. кредиты, подлежащие возврату в 2009 году, остались.
На выплату и обслуживание долгов наши олигархи попросили у
правительства России льготные кредиты. И получили их. Так кризис
недропользования проник в федеральный бюджет и в его резервные
фонды.
Уровни добычи УВ в любой стране определяются: (1) состоянием и
возможностями наращивания МСБ УВ, в т.ч. состоянием ГРР на нефть
и газ; (2) состоянием основных фондов, научно-техническими
достижениями, включая трубопроводный транспорт и переработку
УВ; (3) спросом на УВ и продукты их переработки внутри страны и за
рубежом, уровнем цен; (4) инвестициями в отрасль; (5) условиями
недропользования, налоговым режимом и др.
Все проблемы и процессы, перечисленные выше, имеют в России
пока неудовлетворительное состояние и негативную тенденцию
развития.
На первый взгляд проблем с ресурсной базой нефти в России нет: в
результате последней переоценки (на 01.01.02) начальные суммарные
ресурсы (НСР) нефти возросли практически по всем регионам и
акваториям России в целом на 6,43 млрд тонн.
Наиболее существенные изменения количественные оценки
нефтяных ресурсов претерпели в Западной Сибири: в ХМАО НСР
нефти сокращены на 4,65 млрд тонн (что сопоставимо с начальными
ресурсами нефти Тимано-Печорской провинции), оставшиеся
169
(утвержденные) ресурсы перераспределены по разрезу в пользу
юрских НГК и палеозоя и по площади (часть ресурсов приписана
новым НГО на западе и востоке Западной Сибири). В то же время в
ЯНАО НСР нефти возросли на 6,4 млрд тонн и оцениваются сегодня
выше начальных ресурсов Приволжского и Сибирского ФО.
В связи с этим уместны вопросы:
1. Если огромный нефтяной потенциал ЯНАО не вызывает со-
мнений, почему в планах подготовки запасов и наращивания
нефтедобычи он остается в тени? Ведь развитие инфраструктуры на
Ямале предопределено программой освоения газовых месторождений.
2. Почему именно Восточная Сибирь рассматривается сегодня как
один из наиболее перспективных регионов по наращиванию добычи
нефти, несмотря на то, что около 40% НСР нефти Восточной Сибири
приходится на перспективно нефтеносные НГО (их нефтеносность
еще предстоит доказать!)? И это при полном отсутствии
промышленной и социальной инфраструктуры, при отнесении запасов
большинства месторождений в зоне ВСТО к условно рентабельным
(пока разработка этих месторождений на основе действующей
системы налогообложения (без льгот) не обеспечивает внутренней
нормы рентабельности в 10%).
Превышение доходов компаний над их инвестициями в развитие
отечественной отрасли очевидно. Где же разница? Факты говорят о
том, что разница в лучшем случае уходит на закупку готовых активов,
включая СМИ, например, в худшем - в оффшоры.
Не случайно ТНК-ВР считает разработку Верхнечонского
месторождения в современных условиях малопривлекательным
проектом.
Почему Восточная Сибирь? При текущих промышленных запасах
нефти в 700 млн тонн и существующих темпах подготовки новых
возможные уровни годовой добычи нефти в зоне ВСТО вряд ли
достигнут 30 млн тонн в год.
Результаты геологоразведочных работ недропользователей в зоне
ВСТО за 2005-2008 годы не могут не насторожить: за четыре года
глубоким бурением в объеме 313,6 км и сейсморазведкой 2D - 32,82
тыс. пог. км (это примерно годовые объемы геологоразведочных работ
в Восточной Сибири в последней «застойной» пятилетке бывшего
СССР!) - открыто восемь месторождений, на четырех из них
приращено 2,9 млн тонн запасов нефти категории С1 и 61,0 млн тонн С2, в это же время на уже существующих месторождениях прирост
170
запасов нефти (в т.ч. по статье «переоценка») по категории С1
составил 134,0 млн тонн, т.е. среднегодовой прирост промышленных
запасов нефти в зоне ВСТО был 34,2 млн тонн в год.
Сегодня стало очевидно, что ресурсов юга Сибирской платформы
явно недостаточно для обеспечения добычи в 80 млн тонн в год. В
связи с этим поступают предложения выходить с геологоразведочными работами в более отдаленные, в том числе северные
территории Восточной Сибири.
Результаты последних аукционов в Восточной Сибири (конец 2008го - начало 2009 года) свидетельствуют об отсутствии интереса
компаний к новым перспективным участкам недр, прежде всего в
связи с дефицитом средств на дополнительные объемы
геологоразведочных работ сверх взятых обязательств по уже
полученным лицензиям.
Пока при текущих промышленных запасах нефти порядка 700 млн
тонн и существующих темпах подготовки новых возможные уровни
годовой добычи нефти в зоне ВСТО вряд ли достигнут 30 млн тонн в
год. Все это означает, что заполнение даже 1-й очереди
магистрального нефтепровода ВСТО нефтью из Восточной Сибири
(без Ванкорской группы месторождений, геологически
располагающихся в Западно-Сибирской НГП) проблематично.
Второе крупное направление развития сырьевой базы - акватории
России, с которыми также связываются серьезные перспективы по
наращиванию добычи нефти. Но следует признать, что в настоящее
время апробированные технологии разработки месторождений на
арктических морях со сложными ледовыми условиями и глубинами
моря более 50 метров отсутствуют.
В связи с этим основной интерес, с точки зрения прироста запасов
нефти и последующей нефтедобычи, пока могут представлять
транзитная зона Печорского моря (где в открытых месторождениях
преобладает тяжелая нефть), акватория Сахалинского шельфа,
российский сектор Каспия, в некоторой степени ресурсы Азовского,
Черного и Балтийского морей. НСР нефти данных акваторий
оцениваются ниже 4,0 млрд тонн.
В открытых здесь месторождениях (24) локализовано немногим
более 600 млн тонн запасов нефти АВС1 и столько же С2, т.е.
разведанность рассматриваемых акваторий (по сумме запасов ВС1С2)
выше 30%. При такой разведанности ожидать здесь новых крупных
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]